Особенности разработки западного Салымского месторождения

Салымские нефтегазовые залежи в Западной Сибири были обнаружены еще в 60-е годы. Первая разведочная скважина, пробуренная в 1969 г. в этом районе, оказалась, как говорят геологи, «сухой». Лишь в1986 г., после проведения сейсмической разведки и получения обнадеживающих результатов, были пробурены еще две разведочные скважины. На этот раз удалось вскрыть нефтеносный пласт. Шесть лет спустя, в 1992 г., ОАО НК «Эвихон» получила25-летнюю лицензию на продолжение разведки и разработки месторождений, причем по условиям лицензии эту работу следовало проводить совместно с иностранным партнером.

В 1993 г. был проведен международный тендер на право разработки Салымской группы месторождений совместно с ОАО «Эвихон». Победителем тендера стал концерн «Шелл», в 1996 г. была учреждена совместная компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД). Через два года лицензия ОАО «Эвихон» была переоформлена на СПД.

В сентябре 2003 г. акционеры СПД был запущен Салымский проект. Салымский проект – первый проект «Шелл» в Западной Сибири. Добыча была начата в 2004 г. и сейчас составляет 129041 баррелей в сутки. К концу 2014 г. на месторождении пробурено 900 скважин.

Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются: Салымское, Приобское, Приразломное, Мало-Балыкское, Мамонтовское и другие.

Продуктивные пласты АС10-11 представляют собой серии песчаных тел ограниченной толщины (от первых единиц – до первых десятков метров), формировавшихся в прибрежно-морской и дельтовой обстановках осадконакопления. Средние величины их фильтрационно-емкостных свойств составляют: Кп – 1718%, Кн – 50-60% и Кпр – 20-30 мД. В литологическом отношении коллекторы представлены мелкозернистыми полимиктовыми песчаниками кварцполевошпатово-го состава, с преобладанием каолинита в составе глинистого цемента.

Характерной чертой разрабатываемых залежей является их малая высота – не более 50 м, что обуславливает, совместно с в целом невысокими коллекторскими свойствами, их существенную недонасыщенность нефтью.

В результате геолого-разведочных мероприятий и разбуривания на Западно-Салымском месторождении в 35 скважинах продуктивных пластов АС, было отобрано более 60 проб нефти и 43 пробы растворенного газа.

Поверхностные пробы нефти и газа были отобраны из выкидных линий, работающих скважин, которые находились на определенном режиме или с уровня в количестве соответственно 4-5 литров и 2-3 литра. Исследования данных проб проводились по стандартным методикам и ГОСТам, в свою очередь нестандартными методиками находились показатели: содержание парафина, молекулярная масса и т.д.

Физико-химические свойства нефти, определенные по поверхностным пробам из пласта AC 11 показали: плотность нефти – 873 кг/м³; вязкость нефти – 41,3 мм² /с; среднее содержание светлых фракций в нефти – 2,7% об; содержание в нефти асфальтенов – 2,6%; содержание в нефти парафинов – 3,7% масс;

Для разработки пластов были приняты следующие параметры: газосодержание нефти –24м3 /т; плотность разгазированной нефти – 869 кг/м3.

Нефть Западно-Cалымского месторождения мета-но-нафтеновая. Компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) оборудовала весь фонд скважин технологией, позволяющей вести удаленный мониторинг и контроль добываемой нефти и закачивающейся воды в реальном времени. В ходе освоения и капитального ремонта скважин, заносились в базу данных нефтепромысла. Однако теперь ситуация изменилась. Если раньше оператор по добыче нефти и газа совершал регулярные поездки на кустовые площадки и в среднем обслуживал 15–20 скважин, то теперь большую часть рабочего времени он проводит в офисе, отвечая за 30– 40 скважин. Это стало возможным благодаря внедрению комплексной инновационной технологии «умных месторождений». Принципиально важно отметить, что именно развитие технологий удаленного управления «умными» скважинами и естественное желание помимо стабильной работы автоматически вывести скважину на интегральный по месторождению, привело к идее «интеллектуального месторождения».

Естественные науки